Новый раздел

Обновление Идет обновление.
.

document.getElementById('go').click();

Array
(
    [msg] => 1
    [result] => 0
    [handle] => CurlHandle Object
        (
        )

)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КанБайкал"

Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 12
[from_cache] =>
)

Данные
Array
(
[code] => 84788-22
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КанБайкал"
[model] =>
[brand_full] => Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КанБайкал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КанБайкал"
[images] => Array
(
)

[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84788-22: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84788-22.pdf
)

[1] => Array
(
[name] => 84788-22: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84788-22.pdf
)

)

[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КанБайкал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) на основе встроенного в устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS, программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ), а также в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ на основе встроенного в ЭКОМ-3000 приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Наименование
ПО
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1
2
3
4
5

ПК «Энергосфера»
adcenter.exe
не ниже 6.4
52D964207A14B0AD8 58E7EDC1E9FB0C1
MD5

AdmTool.exe
C15BBFB180630CB50 9B436D77679B74D

AlarmSvc.exe
A4921F2CB7AE8F827 58F59279E1CCDCE

config.exe
47FCB81D2D761FE81 8A59968525A5759

Продолжение Таблицы 1

1
2
3
4
5

ПК «Энергосфера»
ControlAge.exe
не ниже 6.4
4CC18CD7E70BB0C6
DE1D71AEF6BEB4D0
MD5

expimp.exe
958F7F660344062C4 37BF4542B9914BF

PSO.exe
96ACF107EE2DAD7A
9E13BC1B3BBBCB8B

CRQonDB.exe
25E4509A8D9036CE
C102CD78E58F6211

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК
Измерительные компоненты
Вид электроэнергии
Метроло] характер И
ические эистики К

Наименование ИК
ТТ
ТН
Счётчик
УСВ
Основная погрешность, %
Погреш -ность в рабочих условиях, %

1
2
3
4
5
6
7
8
9

1
ПС 110 кВ Унтыгейская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т1
ТВ-ТМ-35 УХЛ 1
Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 61552-15
СРВ 123
Кл. т. 0,5
Ктн 110000:^3/100:^3
Рег. № 47844-11
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1

2
ПС 110 кВ Унтыгейская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т2
ТВ-ТМ-35 УХЛ 1
Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 61552-15
СРВ 123
Кл. т. 0,5
Ктн 110000:^3/100:^3
Рег. № 47844-11
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17
УСВ, встроенное в ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14
активная
реактивная
±1,2
±2,8
±4,1
±7,1

3
ПС 110 кВ Лазеевская,
ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1
TG 145
Кл. т. 0,2
Ктт 300/5
Рег. № 15651-96
СРВ 123
Кл. т. 0,5
Ктн 110000:^3/100:^3
Рег. № 15853-96
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0

Продолжение таблицы 2

1
2
3
4
5
6
7
8
9

4
ПС 110 кВ Лазеевская,
ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2
TG 145
Кл. т. 0,2 Ктт 300/5 Рег. № 15651-96
СРВ 123
Кл. т. 0,5
Ктн 110000:^3/100:^3
Рег. № 15853-96
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
УСВ, встроенное в ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14
активная
реактивная
±0,8
±1,8
±1,8
±4,0

5
ПС 35 кВ ПСН, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч.1
TPU 7
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25578-03
TJP 7
Кл. т. 0,5
Ктн 35000:^3/100:^3
Рег. № 25432-03
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,1
±2,6
±3,1
±5,6

6
ПС 35 кВ ПСН, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.2
TPU 7
Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25578-03
TJP 7.1
Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 51401-12
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08
активная
реактивная
±1,1
±2,6
±3,1
±5,6

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с
±5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8инд, 1=0,05^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-6 от минус 40°C до плюс 60°C.

4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа.

7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

8. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

9. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики
Значение

1
2

Количество измерительных каналов
6

Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от Uhom
99 до 101

- ток, % От Ihom
100 до 120

- частота, Гц
от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9
0,9

- температура окружающей среды, °C
от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % От Uhom
от 90 до 110

- ток, % От Ihom
от 5 до 120

- коэффициент мощности
От 0,5 инд. дО 0,8емк.

- частота, Гц
от 49,5 до 50,5

- температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, ОС
от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС:
от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения УСВ, ОС
от 0 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, ОС
от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-17);
220000

- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08).
140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч
2

УСВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч
2

Сервер БД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч
1

Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее
113

- при отключении питания, лет, не менее
40

Сервер БД:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера БД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере БД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- счетчика;

- сервера БД.
Возможность коррекции времени:

- счетчиков (функция автоматизирована);

- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:

- измерений 30 минут (функция автоматизирована);

- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование
Обозначение
Количество

1
2
3

Трансформатор тока
ТВ-ТМ-35 УХЛ 1
6 шт.

Трансформатор тока
TG 145
6 шт.

Трансформатор тока
TPU 7
6 шт.

Трансформатор напряжения
СРВ 123
6 шт.

Трансформатор напряжения
TJP 7
3 шт.

Трансформатор напряжения
TJP 7.1
3 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М.01
2 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный
СЭТ-4ТМ.03М
4 шт.

Устройство синхронизации времени
УСВ, встроенное в ЭКОМ-3000
1 шт.

Программное обеспечение
ПК «Энергосфера»
1 шт.

Паспорт-Формуляр
РЭСС.411711.АИИС.789 ПФ
1 экз.

Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КанБайкал», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
[category] =>
[brand] => АО "РЭС Групп", г.Владимир
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 789
)

)

[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)

[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)

[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)

[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)

[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)

[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)

)

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Гавриловское ЛПУ МГ КС-3 "Тума"

Параметры
Array
(
[next_url] =>
[retries] => 0
[http_only] => 1
[can_cache] => 1
[skip_process] =>
[order] => 0
[from_cache] =>
)

Данные
Array
(
[code] => 84785-22
[name] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Гавриловское ЛПУ МГ КС-3 "Тума"
[model] =>
[brand_full] => Инженерно-технический центр Общества с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" (Инженерно-технический центр ООО "Газпром энерго"), г. Оренбург
[preview_text] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Гавриловское ЛПУ МГ КС-3 «Тума» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
[page_header] => Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Газпром энерго" ООО "Газпром трансгаз Москва" Гавриловское ЛПУ МГ КС-3 "Тума"
[images] => Array
(
)

[files] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => 84785-22: Описание типа СИ
[href] => https://all-pribors.ru/docs/84785-22.pdf
)

[1] => Array
(
[name] => 84785-22: Методика поверки
[href] => https://all-pribors.ru/docs/mp_84785-22.pdf
)

)

[detail_text] => Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Гавриловское ЛПУ МГ КС-3 «Тума» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) типа Stratus FT Server 4700 P4700-2S, сервер синхронизации времени типа ССВ-1Г, автоматизированные рабочие места (АРМ) ООО «Газпром энерго» и АО «Газпром энергосбыт», каналообразующую аппаратуру.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;

- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:

- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии объектов измерений;

- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

- формирование отчетных документов;

- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;

- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;

- сбор и хранение журналов событий счетчиков;

- ведение журнала событий ИВК;

- синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;

- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;

- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;

- дистанционный доступ к компонентам АИИС.
ИВК осуществляет автоматизированный обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между ИВК, АРМ, информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется следующим образом:

- посредством локальной вычислительной сети для передачи данных от сервера БД на АРМ;

- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД на АРМ;

- посредством электронной почты в виде электронных документов XML в формате 80020 для передачи данных от сервера БД или АРМ во внешние системы;

- информация о средствах измерения, при необходимости, передается в виде электронного документа XML в формате 80030.
Электронные документы XML заверяются электронно-цифровой подписью на АРМ и/или сервере БД.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:

- посредством интерфейса RS-485, телефонной линии и модемов SHDSL для передачи данных от счетчиков до ИВК;

- посредством спутникового канала связи (основной канал) и телефонных каналов ТЧ связи, сети сотовой связи GSM каналов (резервные каналы) для передачи данных от уровня ИИК до уровня ИВК;

- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet;

- посредством наземного канала связи Е1 для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы и/или АРМ (основной канал);

- посредством спутникового канала для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит сервер синхронизации времени типа ССВ-1Г (далее по тексту - УСВ), ежесекундно синхронизирующий собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сервер ИВК периодически с установленным интервалом проверки текущего времени но не реже одного раза в сутки, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ и при расхождении ±1 с и более, сервер ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину более чем ±2 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в которое входит модуль синхронизации времени "AC_Time" с устройствами ГЛОНАСС.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные признаки
Значение

Идентификационное наименование ПО
ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО
не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5

Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК
Наименование ИК
ТТ
ТН
Счетчик
ИВК

1
2
3
4
5
6

1
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 1СШ 10 кВ, яч. 14
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06
ССВ-1Г, рег. № 58301-14, Stratus FT Server 4700 P4700-2S

2
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 1СШ 10 кВ, яч. 15
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

3
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 1СШ 10 кВ, яч. 16
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

4
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 2СШ 10 кВ, яч. 24
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

5
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 2СШ 10 кВ, яч. 25
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

6
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 2СШ 10 кВ, яч. 26
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

7
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 3СШ 10 кВ, яч. 34
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

8
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 3СШ 10 кВ, яч. 35
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

Продолжение таблицы 2

1
2
3
4
5
6

9
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 4СШ 10 кВ, яч. 44
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
ССВ-1Г, рег. № 58301-14, Stratus FT Server 4700 P4700-2S

10
ПС 110/10 кВ «Соломино», ЗРУ 10 кВ КС «Тума», 4СШ 10 кВ, яч. 45
ТЛО-10 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-07
НАМИТ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02
A1805RAL-P4G-DW-3
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06

11
ЗРУ 10 кВ КС «Тума», КТП-3 10/0,4 кВ Т1
Т-0,66 200/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 67928-17
-
Меркурий 234 ARTM2-05 PBR.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19

12
ЗРУ 10 кВ КС «Тума», КТП-3 10/0,4 кВ Т2
Т-0,66 200/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 67928-17
-
Меркурий 234 ARTM2-05 PBR.G
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 75755-19

Примечания:

1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2. Допускается замена УСВ на аналогичные, утвержденных типов.

3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Номера ИК
Вид электроэнергии
Границы основной погрешности (±5), %
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %

1-10
Активная Реактивная
1,3
2,1
3,3
5,6

11, 12
Активная Реактивная
0,7
1,2
2,1
3,9

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав
СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±Д), с
5

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном
100 % от 1ном для нормальных условий, для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5°С до +35°С.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики
Значение

Количество ИК
12

Нормальные условия:
параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц
температура окружающей среды, °С
от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от 49,6 до 50,4 от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности:
COSф simp

- частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С атмосферное давление, кПа
относительная влажность, %, не более
от 90 до 110 от 1(2) до 120
от 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от +5 до +35 от +10 до +30 от 80,0 до 106,7 98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ССВ-1Г:

- коэффициент готовности, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Сервер ИВК:

- коэффициент готовности, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
35000 72
0,95 24
0,99
1

Глубина хранения информации:
Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

- при отключении питания, лет, не менее
Сервер ИВК:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
45 5
3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

- резервный сервер с установленным специализированным ПО;

- резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
счетчика, с фиксированием событий:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.
ИВК, с фиксированием событий:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывы электропитания;

- программные и аппаратные перезапуски;

- установка и корректировка времени;

- переход на летнее/зимнее время;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование
Обозначение
Количество, шт.

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный
A1805RAL-P4G-DW-3
10

Счетчик электрической энергии статический
Меркурий 234 ARTM2-05 PBR.G
2

Трансформатор тока
ТЛО-10
20

Т-0,66
6

Трансформатор напряжения
НАМИТ-10
4

Сервер синхронизации времени
ССВ-1Г
1

Сервер ИВК
Stratus FT Server 4700 P4700-2S
1

Документация

Паспорт-формуляр
875704.422231.0131-1.ФО
1

Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Газпром энерго» ООО «Газпром трансгаз Москва» Гавриловское ЛПУ МГ КС-3 «Тума», МВИ 26.51/100/21, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
[category] =>
[brand] => Оренбургский филиал ООО "Газпромэнерго", г.Москва
[country] => РОССИЯ
[properties] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Срок свидетельства (Или заводской номер)
[text] => 10.002-2021
)

)

[checking] => Array
(
[0] => Array
(
[name] => Межповерочный интервал / Периодичность поверки
[text] => 4 года
)

[1] => Array
(
[name] => Зарегистрировано поверок
[text] => 1
)

[2] => Array
(
[name] => Найдено поверителей
[text] => 1
)

[3] => Array
(
[name] => Успешных поверок (СИ пригодно)
[text] => 1
(100%)
)

[4] => Array
(
[name] => Неуспешных поверок (СИ непригодно)
[text] => 0
(0%)
)

[5] => Array
(
[name] => Актуальность информации
[text] => 31.03.2024
)

)

Наименование	Количество	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Расходомер массовый Promass (модификация Promass 500) (первичный преобразователь расхода (датчик) Promass Q, электронный преобразователь Promass 500, DN 50)	1	68358-17
Преобразователь (датчик) давления измерительный EJ* (модификация EJA (серия E), модель 530)	1	59868-15
Датчик температуры ТСПТ Ex	1	75208-19

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	Abak.bex	ngas2015.bex	mivisc.bex
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.0	1.0	1.0
Цифровой идентификатор ПО (CRC-32)	4069091340	3133109068	3354585224

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений массового расхода СУГ, т/ч	от 1,8 до 50,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода (массы) СУГ, %	±0,25
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений входного аналогового сигнала силы постоянного тока от 4 до 20 мА, %	±0,15

Наименование характеристики	Значение
Температура СУГ, °С	от -20 до +30
Избыточное давление СУГ, МПа	от 0,7 до 2,0
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	220222 50±1
Условия эксплуатации: а) температура окружающей среды, °С: - в месте установки ПИП - в месте установки СОИ б) относительная влажность, % в) атмосферное давление, кПа	от -40 до +40 от +15 до +30 не более 80, без конденсации влаги от 84,0 до 106,7

Наименование	Обозначение	Количество
Система измерительная массового расхода и массы бутана ПАО «Нижнекамскнефтехим» (позиция FT 103A), заводской № S2191102000	—	1 шт.
Паспорт	—	1 экз.
Руководство по эксплуатации	—	1 экз.

АТОМ 1	X	X	X	X	X	X	X	X
					1 - 2 -			Код обозначения встроенного модуля интерфейса связи, а также обозначение протокола обмена: GS01, PL03, NB02.
								Код дополнительных функций по Таб.№ 3.
						Код интерфейса связи по Таб.№ 2.
						Количество измерительных элементов: один измерительный элемент (датчик тока) в цепи фазы; два измерительных элемента (датчика тока) в цепи фазы и нейтрали.
				Базовый (максимальный) ток: 5 - 5(60) А; 9 - 5(80) А. 6 - 5(100)А 8 - 10 (100) А
			Номинальное напряжение цепи переменного тока: 4 - 230 В.
		Класс точности: 1 - 1,0 по активной электрической энергии; 7 - 1,0/1,0 по активной/реактивной электрической энергии; 8 - 1,0/2,0 по активной/реактивной электрической энергии.

Обозначение	Наименование интерфейса связи
O	Оптический порт
I	IrDA (инфракрасный)
A	RS485
E	RS232
M	MBUS
P	PLC
R1	Радиоинтерфейс со встроенной антенной
R2	Радиоинтерфейс с внешней антенной
R3	Радиоинтерфейс с возможность переключения на работу с внутренней или внешней антенной
G	GSM
B	USB
C	Картоприемник
N	Ethernet
W	WiFi
K	Клавиатура
T	Bluetooth

Обозначение	Наименование интерфейса связи
F	NFC
D	RFID
Примечание: 1) коды, обозначающие технологию (стандарт) исполнения интерфейсов связи могут быть расширены производителем. Описание вновь введенных кодов приведено в эксплуатационной документации на счётчики и на сайте производителя. Дополнительные коды могут быть введены только для функциональности, не влияющей на метрологические характеристики счётчика

Обозначение	Наименование дополнительной функции
Q	Реле управления нагрузкой потребителя
S	Реле сигнализации
U	Показатели качества электрической энергии
V	Электронные пломбы
J	Возможность подключения резервного источника питания
L	Подсветка жидкокристаллического индикатора
F	Датчик электромагнитного воздействия
N	Внешнее питание интерфейса
Примечание: 1) коды, обозначающие дополнительные функции могут быть расширены производителем. Описание вновь введенных кодов приведено в эксплуатационной документации на счётчики и на сайте производителя. Дополнительные коды могут быть введены только для функциональности, не влияющей на метрологические характеристики счётчика

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	2070	2071	2072	2073
Номер версии (идентификационный номер ПО), не ниже
Цифровой идентификатор ПО	31BF	A379	DDAC	E87F

Значение силы переменного тока для счетчиков, А	Значение напряжения переменного тока, В	Коэффициент мощности cos ф	Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной электрической мощности, %
0,05 -Iб <I <0,10-Iб	Uном	1,0	±1,5
0,10 -Iб < I < Iмакс	Uном	1,0	±1,0
0,10-Iб < I <0,20-Iб	Uном	0,5L/0,8C	±1,5
0,20 -Iб < I < Iмакс	Uном	0,5L/0,8C	±1,0
0,20 'Iб < I < Iмакс	Uном	0,25L	±3,5

Значение силы переменного тока для счетчиков, А	Значение напряжения переменного тока, В	Коэффициент мощности sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической мощности, %
0,05 -Iб <I <0,10-Iб	Uном	1,0	±1,5
0,10 -Iб < I < Iмакс	Uном	1,0	±1,0
0,10-Iб < I <0,20-Iб	Uном	0,5	±1,5
0,20 'Iб < I < Iмакс	Uном	0,5	±1,0
0,20 -Iб < I < Iмакс	Uном	0,25	±1,5

Значение силы переменного тока для счетчиков, А	Значение напряжения переменного тока, В	Коэффициент мощности sin ф (при индуктивной или емкостной нагрузке)	Пределы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электрической мощности, %
0,05 -Iб <I <0,10-Iб	Uном	1,0	±2,5
0,10 -Iб < I < Iмакс	Uном	1,0	±2,0
0,10-Iб < I <0,20-Iб	Uном	0,5	±2,5
0,20 -Iб < I < Iмакс	Uном	0,5	±2,0
0,20 'Iб < I < Iмакс	Uном	0,25	±2,5

Наименование характеристики	Значение
Тип включения цепей напряжения/тока	Непосредственное (прямое) или трансформаторное (косвенное)
Класс точности измерений активной электрической энергии ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ 31819.21-2012	0,51); 0,5S; 1
Класс точности измерений реактивной электрической энергии ГОСТ 31819.23-2012	0,52) 1, 2
Номинальное значение частоты сети fюм, Гц	50; 60
Номинальное фазное/линейное напряжение Uф.ном/ Uл.ном, В	3x230/400 3x57,7/100
Базовый ток Iб, А	5; 10
Номинальный ток Iном, А	5
Максимальный ток Iмакс, А: - для счетчиков непосредственного (прямого) включения для счетчиков трансформаторного (косвенного) включе ния	60; 80; 100 1,5; 7,5; 10

Наименование характеристики	Значение
Тип включения цепей напряжения и тока	непосредственное
Класс точности при измерении: - активной электрической энергии по ГОСТ 31819.21-2012 - реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012	1 1; 2
Постоянная счетчика в режимах телеметрии и поверки, имп./(кВт^ч) (ипм./(квар^ч))	2000
Номинальное значение частоты питающей сети . /ном, Г ц	50; 60
Номинальное напряжение Uаом, В	230
Базовый ток Iб, А	5; 10
Максимальный ток Iмакс, А	60; 80; 100
Стартовый ток (чувствительность), мА, не более: По активной энергии - класс точности 1 по ГОСТ 31819.21-2012 По реактивной энергии: - класс точности 1 по ГОСТ 31819.23-2012 - класс точности 2 по ГОСТ 31819.23-2012	0,004^ 15 0,004^ 15 0,005^ 15
Диапазон измерений среднеквадратического значения напряжения переменного тока, В	от 0,7 5- Uном до 1,15*Uном
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений среднеквадратических значений фазного напряжения переменного тока, %	±0,5

Наименование характеристики	Значение
Средний температурный коэффициент при измерении среднеквадратических значений фазного напряжения переменного тока в диапазоне рабочих температур, %/°С	±0,03
Диапазон измерений среднеквадратических значений силы переменного тока, А	от 0,05 • Iб до Iмакс
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений среднеквадратических значений силы переменного тока, %	±2,0
Средний температурный коэффициент при измерении среднеквадратических значений силы переменного тока, %/°С	±0,05
Диапазон измерений частоты переменного тока f, Гц - для счётчиков 50 Гц - для счётчиков 60 Гц	от 47,5 до 52,5 от 57,0 до 63,0
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты переменного тока, Гц	±0,05
Диапазон измерений отклонения основной частоты напряжения электропитания Дf, Гц 1)	от - 2,5 до + 2,5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений отклонения основной частоты напряжения электропитания, Гц 1)	±0,05
Диапазон измерений коэффициента мощности cos^	от 0,8С2)до 0,5L2); от - 0,8С до + 0,5L
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений коэффициента мощности cos^	±0,05
Диапазон измерений установившегося отклонения напряжения, 6 U , от Uном % 1) 3)	от - 25 до + 15
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений установившегося отклонения напряжения, % 1) 3)	±0,5
Диапазон измерений перенапряжения 5 Uпер, % от Uном 1) 3)	от 0 до 15
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений перенапряжения, % 1) 3)	±0,5
Диапазон измерений длительности перенапряжения, с 1) 3)	от 2 до 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений длительности перенапряжения, с 1) 3)	±2
Диапазон измерений глубины провала напряжения 5 Uп, % 1) 3)	от 0 до 25
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений глубины провала напряжения, % 1) 3)	±0,5
Диапазон измерений длительности провала напряжения Д tпи, с 1) 3)	от 2 до 60
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений длительности провала напряжения, с 1) 3)	±2
Диапазон измерений активной электрической мощности	таблица 6
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной электрической мощности	таблица 6
Диапазон измерений реактивной электрической мощности	таблицы 7, 8
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений реактивной электрической мощности	таблицы 7, 8

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений полной мощности	таблицы 9, 10
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений полной электрической мощности	таблицы 9, 10
Точность хода часов, с/сутки: - в нормальных условиях измерений - при отключенном внешнем электрическом питании	±0,5 ±1,0
Средний температурный коэффициент точности хода часов в температурных диапазонах, с/(суг0С): - от - 40 до - 10 и от + 45 до + 70 - от - 10 до + 21 и от + 25 до + 45	±0,20 ±0,15
Нормальные условия измерений: - температура окружающей среды, 0С - относительная влажность, %	от 21 до 25 от 30 до 80
1)для модификаций счётчиков с индексом «U» - измерение показателей качества электрической энергии; 2) здесь и далее знаком «L» обозначена индуктивная нагрузка, знаком «С» обозначена емкостная нагрузка; 3) измерение показателей качества электроэнергии выполняется в соответствии с классом «S» характеристик процесса измерений по ГОСТ 30804.4.30-2013 на основе несинхронных с сетью и всемирным координированным временем UTC измерениях среднеквадратических значений напряжения в рабочем диапазоне счетчика.

Наименование характеристики	Значение
Параметры внешнего электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц	230 50
Активная (полная) мощность, потребляемая цепью напряжения, при номинальном напряжении, нормальной температуре и номинальной частоте, Вт (В-А), не более	3 (15)
Полная мощность, потребляемая цепью тока, при номинальном напряжении, нормальной температуре и номинальной частоте, В-А, не более	0,5

Наименование характеристики	Значение
Габаритные размеры (высотахдлина*ширина), мм, не более: - для счетчиков в корпусе с индексом C4	230x160x95
- для счетчиков в корпусе с индексом S7	200x122x73
- для счетчиков в корпусе с индексом S7.1	200x122x73
- для счетчиков в корпусе с индексом R7	129x90x62
Масса, кг, не более	1,0
Рабочие условия измерений: - температура окружающей среды, °С	от - 40 до + 70
- относительная влажность при температуре окружающей среды + 35 °С, %	до 98
Средняя наработка на отказ, ч	280 000
Средний срок службы, лет	30

АТОМ 3	X	X	X	X	X	X	X
							Обозначение встроенного модуля связи, а также обозначение протокола обмена: GS01, PL03, NB02
						Дополнительные функции: по таблице 3
					Интерфейсы связи: по таблице 2
				Базовый или номинальный (максимальный) ток: 3 - 5 (10) А; 5 - 5 (б0) А; 9 - 5(80) А
			Номинальное фазное (линейное) напряжение переменного тока: 4 - 3x230 (400) В
		Класс точности: 0 - 0,5S по активной электрической энергии; 1 - 1 по активной электрической энергии; 5 - 0,5S/0,5 по активной/реактивной электрической энергии; 7 - 1/1 по активной/реактивной электрической энергии; 8 - 1/2 по активной/реактивной электрической энергии
	Исполнение корпуса: R34- для установки на рейку; S31, S34 - для установки в щиток; S35 - для установки на рейку или в щиток; C36 - для наружной установки
Наименование типа счетчиков
Примечание: отсутствие буквы или цифры в схеме означает отсутствие соответствующей функции

Наименование характеристики	Значение
Стартовый ток (чувствительность), А, не более: По активной энергии: - для счётчиков класса точности 0,51) - для счётчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.222012 - для счётчиков класса точности 1 по ГОСТ 31819.212012	0,001-1б 0,001-1ном 0,004^ Iб
По реактивной энергии: Для счётчиков класса точности 1, 2 по ГОСТ 31819.232012: - непосредственного (прямого) включения - косвенного (трансформаторного) включения - для счётчиков класса точности 0,52)	0,004^ Iб 0,002^ Iном 0,001-1ном
Постоянная счетчика в режимах телеметрии и поверки, имп./(кВт-ч) (ипм./(квар^ч)) - для счетчиков непосредственного включения - для счетчиков трансформаторного включения	450 4000
Диапазон измерений среднеквадратических значений фазного напряжения переменного тока, В	от 0,75- Uф.ном до 1,15- Uф.ном
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений среднеквадратических значений фазного напряжения переменного тока, %	±0,5
Диапазон измерений среднеквадратических значений линейного (межфазного) напряжения переменного тока, В	от 0,75 Uл.ном до 1,15- Uл.ном
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений среднеквадратических значений линейного (межфазного) напряжения переменного тока, %	±0,5
Средний температурный коэффициент измерений среднеквадратических значений фазного (линейного) напряжения переменного тока в диапазоне рабочих температур, %/°С: - для счётчиков класса точности 0,51) и 0,5S ГОСТ 31819.22-2012 - для счётчиков класса точности 1 ГОСТ 31819.21-2012	±0,03 ±0,05
Диапазон измерений среднеквадратических значений силы переменного тока, А: - для счётчиков класса точности 0,51) ГОСТ 31819.222012 - для счётчиков класса точности 0,5S ГОСТ 31819.222012 - для счётчиков класса точности 1 по ГОСТ 31819.212012	от 0,01-15 до Iмакс от 0,01 • Iном до Iмакс от 0,05-1б до Iмакс
Диапазон измерений и пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений среднеквадратического значения силы переменного тока	таблица 6

Наименование характеристики	Значение
Д tnU, С 3) 4)
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений длительности провала напряжения, с3) 4)	±2
Пределы допускаемых значений основной относительной погрешности измерений активной электрической энергии и активной электрической мощности	таблица 12
Пределы допускаемых значений основной относительной погрешности измерений реактивной электрической энергии и реактивной электрической мощности	таблица 13
Пределы допускаемых значений основной относительной погрешности измерений полной электрической мощности	таблица 14
Точность хода часов, с/сутки: - в нормальных условиях измерений - при отключенном электрическом питании	±0,5 ±1,0
Средний температурный коэффициент точности хода часов в температурных диапазонах, с/(суг- 0С): - от -40 до +10 и от +45 до +70 - от -10 до +21 и от +25 до +45	±0,20 ±0,15
Нормальные условия измерений: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %	от +21 до +25 от 30 до 80
Примечания: 1) пределы допускаемых погрешностей измерений активной электрической энергии для счетчиков класса точности 0,5 представлены в таблицах 6-14 2) пределы допускаемых погрешностей измерений реактивной электрической энергии для счетчиков класса точности 0,5 представлены в таблицах 6-14 3) для модификаций счётчиков с индексом «U» - показатели качества электрической энергии 4) измерение показателей качества электроэнергии выполняется в соответствии с классом «S» характеристик процесса измерений по ГОСТ 30804.4.30-2013 на основе несинхронных с сетью и всемирным координированным временем UTC измерениях среднеквадратических значений напряжения в рабочем диапазоне счетчика.

Влияющая величина	Значение силы тока при симметричной нагрузке	Коэффициент мощности, simp	Пределы дополнительной погрешности, %
Постоянная магнитная индукция внешнего происхождения	1ном	1,0	±2,0
Магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл	1ном	1,0	±1,0
Радиочастотные электромагнитные поля	1ном	1,0	±2,0
Кондуктивные помехи, наводимые радиочастотными полями	1ном	1,0
Наносекундные импульсные помехи	1ном	1,0
Устойчивость к колебательным затухающим помехам	1ном	1,0

Значение силы тока для счётчиков		счшэ, sino1)	Средний температурный коэффициент измерений активной и реактивной энергии (мощности), %/К, для счётчиков класса точности
непосредственного (прямого) включения	косвенного (трансформаторного) включения	счшэ, sino1)	0,5S/0,5; 0,5S/1; 0,5/1	1/1; 1/2
0,051б < I < Iмакс	0,051ном < I < Iмакс	1,0	±0,03	±0,05
0,101б < I < Iмакс	0,101ном < I < Iмакс	0,5 (инд, емк)	±0,05	±0,07

Система измерительная массового расхода и массы бутана ПАО "Нижнекамскнефтехим" (позиция FT 103A)

Параметры

Данные

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Сведения о методах измерений

Нормативные документы

Система измерительная массового расхода и массы изобутана с Т-3 в отделение БК-2 ПАО "Нижнекамскнефтехим" (позиция FT 0526М)

Параметры

Данные

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Сведения о методах измерений

Нормативные документы

Счетчики электрической энергии статические однофазные многофункциональные

Параметры

Данные

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Нормативные документы

Счетчики электрической энергии статические трехфазные многофункциональные

Параметры

Данные

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Нормативные документы

Анализаторы автоматические бактериологические

Параметры

Данные

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Сведения о методах измерений

Нормативные документы

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Параметры

Данные

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Сведения о методах измерений

Нормативные документы

Счетчики электрической энергии однофазные многофункциональные

Параметры

Данные

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Технические характеристики

Знак утверждения типа

Комплектность

Нормативные документы

Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии

Параметры

Данные

Назначение

Описание

Программное обеспечение

Значение тока для счётчиков		Средний температурный коэффициент измерений токов, %/К, для счётчиков класса точности
непосредственного (прямого) включения	косвенного (трансформаторного) включения	0,5S/0,5; 0,5S/1; 0,5/1	1/1; 1/2
0,051б < I < Iмакс	0,051ном < I < Iмакс	±0,03	±0,05
Значение напряжения		Средний температурный коэффициент измерений напряжений, %/К, для счётчиков класса точности
Значение напряжения		0,5S/0,5; 0,5S/1; 0,5/1	1/1; 1/2
0,бином<и< 1,9 ином (для исполнения X) 0,75 до 1,15 Uном (для остальных исполнений)		±0,03	±0,05

Тип подключения счётчика	Класс точности счётчика по активной / реактивной энергии
Тип подключения счётчика	0,5S/0,5	0,5S/1; 0,5/1	1/1; 1/2
непосредственного (прямого) включения	—	0,002 Iб	0,004 Iб
косвенного (трансформаторного) включения	0,001 Iном	0,001 Iном	0,002 Iном

Значение силы тока для счётчиков		Коэффициент мощности счшэ	Пределы допускаемой основной погрешности измерений активной энергии и мощности, %, для счётчиков класса точности:
непосредственного (прямого) включения	трансформаторного (косвенного) включения
непосредственного (прямого) включения	трансформаторного (косвенного) включения		0,5S	0,5	1,0
—	0,011н < I <0,05 1н	1,0	±1,0
	0,051н < I < 1макс	1,0	±0,5
	0,021н < I <0,10 1н	0,5L/0,8C	±1,0
	0,101н < I < 1макс	0,5L/0,8C	±0,6
0,01 • Iб< I < 0,05-1б		1,0		±1,0
0,05 • Iб< I < Iмакс		1,0		±0,5
0,02-1б< I < 0,10-1б		0,5L/0,8C		±1,0
0,10-1б< I < Iмакс		0,5L/0,8C		±0,6
0,05 • Iб< I < 0,10-1б		1,0			±1,5
0,10-1б< I < Iмакс		1,0			±1,0
0,10-1б< I < 0,20-1б		0,5L/0,8C			±1,5

Значение силы тока для счётчиков		Коэффициент мощности sin9	Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений реактивной энергии и мощности, %, для счётчиков класса точности
непосредственного (прямого) включения	косвенного (трансформаторного) включения
непосредственного (прямого) включения	косвенного (трансформаторного) включения		0,5	1,0
—	0,011н < I <0,05 1н	1,0	±1,0	—
	0,051н < I < 1макс	1,0	±0,5
	0,021н < I <0,10 1н	0,5	±1,0
	0,101н < I < !макс	0,5	±0,6
	0,10!н < I < !макс	0,25	±1,0
0,05 1б < I <0,10 1б	0,02L < I <0,05 !н	1,0	—	±1,5
0,10 1б < I < 1макс	0,05L < I < !макс	1,0		±1,0
0,10 1б < I <0,20 1б	0,05L < I <0,10 !н	0,5		±1,5
0,20 1б < I < 1макс	0,10 !н < I < !макс	0,5		±1,0
0,20 1б < I < 1макс	0,10 !н < I < %акс	0,25		±1,5

Значение тока для счётчиков		Коэффициент мощности sino	Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений полной мощности, %, для счётчиков класса точности
непосредственного (прямого) включения	косвенного (трансформаторного) включения	Коэффициент мощности sino	0,5	1,0
—	0,011н < I<0,05 Iн	1,0	±1,0	—
	0,051н < I < Iмакс	1,0	±0,5
	0,021н < I<0,10 Iн	0,5	±1,0
	0,101н < I < Iмакс	0,5	±0,6
	0,101н < I < Iмакс	0,25	±1,0
0,051б < I<0,10 Iб	0,021н < I<0,05 Iн	1,0	—	±1,5
0,10 Iб < I < Iмакс	0,051н < I < Iмакс	1,0		±1,0
0,101б < I<0,20 Iб	0,051н < I<0,10 Iн	0,5		±1,5
0,20 Iб < I < Iмакс	0,10 Iн < I < Iмакс	0,5		±1,0
0,20 Iб < I < Iмакс	0,10 Iн < I < Iмакс	0,25		±1,5

Наименование характеристики	Значение
Полная мощность, потребляемая каждой цепью тока, (1ГА), не более: - для исполнений с Q номинальном (базовом) токе - для остальных исполнений при номинальном (базовом) токе	0,30 0,05
Полная (активная) мощность (без учета потребления модулей связи), потребляемая каждой цепью напряжения при номинальном значении напряжения, ВА (Вт) не более	10,0 (1,0)
Активная мощность, потребляемая модулями связи при номинальном значении напряжения, Вт, не более	3
Длительность хранения информации при отключении питания, лет, не менее	30
Длительность учета времени и календаря при отключенном питании, лет, не менее - для корпусов с индексами S31, S34 - для остальных исполнений	5 16
Срок службы элемента питания, лет, не менее - для корпусов с индексами S31, S34 (предусмотрена замена без вскрытия счётчика) - для остальных исполнений	5 16
Диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °С	от -40 до +70
Число тарифов в зависимости от исполнения, не менее	4
Число временных зон суток в тарифной программе, не менее	12
Интервалы усреднения значений графиков (профилей) нагрузки, мин	от 1 до 60
Количество электрических испытательных выходов с параметрами по ГОСТ 31819.21-2012 (телеметрических выходов)	до 2
Количество оптических испытательных выходов с параметрами по ГОСТ 31818.11-2012 - для активных исполнений - для активно-реактивных исполнений	1 2
Скорость обмена через оптический порт, бит/с	от 300 до

Наименование характеристики	Значение
	19200
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более
- для АТОМ 3 в корпусе с индексом R34	130x144x63
- для АТОМ 3 в корпусе с индексом S31	215x175x72
- для АТОМ 3 в корпусе с индексом S34	280x175x85
- для АТОМ 3 в корпусе с индексом S35	235x173x85
- для АТОМ 3 в корпусе с индексом C36	270x190x76
Масса счетчиков, кг, не более
- для АТОМ 3 в корпусе с индексами R32, R33, R34	1
- для АТОМ 3 в корпусе с индексами C36, S32	2
- для АТОМ 3 в корпусе с индексами S31, S34, S35	3
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	280 000
Средний срок службы до первого капитального ремонта счётчиков, лет, не
менее	30

Таблица 1 - Компоненты	ПО
Встроенное ПО (прошивка) блока чтения карт TEMPO READER	Собственное встроенное ПО анализатора. Управляет всеми компонентами прибора, получает данные при считывании карт и передаёт их на компьютер станции чтения
Модуль для пробоподготовки - TEMPO FILLER	Используется для регистрации образцов в системе путём ввода номера образца и сканирования штрих-кодов с флаконов и карт. Взаимодействует с базой данных, находящейся на Компьютере станции обработки результатов, посредством локальной сети.
Модуль чтения и обработки результатов -TEMPO READER	Используется для получения и интерпретации данных с TEMPO READER, обработки и распечатки результатов, хранения и архивирования данных.
Модуль для проверки оптической системы TEMPO CHECK	Используется для проверки функционирования оптической системы анализатора путём постановки специальных тестов.
Модуль для настройки и конфигурирования системы TEMPO ADMIN	Используется для настройки системы

Наименование характеристики	Значение
Диапазон измерений интенсивности флуоресценции, ОЕФ	от 300 до 650
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений интенсивности флуоресценции, %	± 20

Наименование характеристики	Значение
Рабочие длины волн, нм	365, 450
Параметры электрического питания: - TEMPO FILLER напряжение, В ток питания, А частота, Гц - TEMPO READER напряжение, В ток питания, А частота, Гц	от 100 до 240 от 3 до 12 от 50 до 60 от 100 до 240 2 от 50 до 60
Средняя продолжительность цикла заполнения и запаивания в TEMPO FILLER, мин	3
Время считывания для штатива с 20 картами в TEMPO READER, мин, не более	5
Габаритные размеры, мм (ШГВ) - TEMPO FILLER - TEMPO READER	350x460x430 430x740x550